Transcript Энергетика добычи нефти

Российский Государственный Университет
нефти и газа имени И.М. Губкина
Модель и программа сравнительного
анализа потребления электроэнергии
при эксплуатации скважинных
насосных установок
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Зуев А.С., Коновалов В.В.
(РГУ нефти и газа им.Губкина, ТНК-ВР Менеджмент)
• В себестоимости добычи
нефти затраты
электроэнергии уже сейчас
превышают 25-35% (в
зависимости от условий
эксплуатации), и будут в
дальнейшем
увеличиваться.
80
70
60
50
энергия
оборудование
зарплата
40
30
20
10
• В балансе потребления
электроэнергии нефтяной
промышленностью более
2/3 всех затрат связаны с
работой скважинных
насосных установок.
Поэтому очень важной
задачей является
снижение потребления
энергии при подборе и
эксплуатации насосных
установок, в первую
очередь – УЭЦН.
0
1980
2000
2010
2020
Потребление электроэнергии по технологическим процессам
26,6%
56,7%
5,1%
0,2%
2,3% 1,2%
6,7%
1,3%
Добыча жидкости механическим способом
Закачка воды
Подготовка и транспорт нефти
Компремирование газа
Транспорт газа
Водозабор
Прочие производственные нужды
Административно-управленческие расходы
Энергоэффективность скважинных
насосных установок
Штуцер
40
10
Qж
ТМПН
Фонтанная
арматура
Станция
управления
кWh
Нд
Н
Кп < 0,75
рабочая часть
Кп > 1,25
Q-Н
ЭЦН
КПД
УЭЦН-250
60%
УЭЦН-50
30%
ПЭД
Q
Возможные причины неэффективной
эксплуатации:
- «Системная ошибка» в исходных
данных при подборе оборудования
для скважины;
- Необоснованно завышенный
технический запас оборудования
УЭЦН по мощности при подборе;
- Отсутствие информации о
потенциальных потерях
электроэнергии при эксплуатации
УЭЦН с отклонением от рабочей
зоны характеристики Q-H;
- Неэффективное использование СУ с
ЧРП, т.е. применение штуцера и
эксплуатация на частоте близкой к
50Гц.
- Отсутствие системы контроля за
эффективностью эксплуатации УЭЦН
Модель сравнительного анализа потребления
электроэнергии при эксплуатации скважинных
насосных установок.
• Варианты использования комплектов оборудования УЭЦН
Расчет энергопотребления, основанный на
фактических данных существующего технологического
режима механизированного фонда скважин.
Для оборудования определены энергетические
показатели насосов, погружных электродвигателей,
кабелей, насосно-компрессорных труб, проточной части
фонтанной арматуры, станций управления,
трасформаторов
Определены
основные узлы
потерь энергии
фактически
работающего
нефтедобывающего
оборудования и
«нормативные»
показатели
энергопотребления
для анализируемых
скважин
• Проверка адекватности модели и
работоспособность альфа-версии
программы модели бенчмаркинга
механизированной добычи нефти по
результатам расчета по скважинам
ОАО «Самотлорнефтегаз».
• Альфа-версия программы модели
бенчмаркинга механизированной
добычи нефти передана во все ЦДО
нефтяной компании ТНК-ВР для
тестирования и выявления недостатков
(сентябрь-октябрь 2010 г.).
• Проведен семинар с обсуждением
результатов работ по созданию программы
модели бенчмаркинга механизированной
добычи нефти. В работе семинара
участвовали разработчики программы и
представители всех ЦДО нефтяной
компании ТНК-ВР, в которые была передана
альфа-версия программы модели
бенчмаркинга. По результатам семинара в
программу внесены дополнения и изменения
(ноябрь 2010 г.).
• Модернизированная версия программы
модели бенчмаркинга механизированной
добычи нефти скомпилирована,
оттиражирована и передана в подразделения
ТНК-ВР для эксплуатации (декабрь 2010 г).
Назначение и принцип работы
программы
• Программа предназначена для
проведения анализа энергетических
затрат при работе скважинных
насосных установок для добычи нефти.
• Анализ строится на поузловом учете
и/или расчете потребляемой энергии,
необходимой для подъема пластовой
жидкости на поверхность земли.
При работе программы
проводятся следующие этапы:
•
1.1.Определение полезной энергии (гидравлической энергии),
затрачиваемой на подъем пластовой жидкости из данной конкретной
скважины (произведение фактической секундной подачи на потребный
напор).
•
1.2.Определение мощности скважинного насоса (определяется как
отношение полезной энергии к КПД насоса при работе на реальной
жидкости в фактической рабочей точке). КПД и рабочая точка насоса
определяются с учетом условий эксплуатации.
•
1.3.Определение фактического режима работы приводного
электродвигателя и его мощности по мощности насоса (определяется
как отношение мощности насоса к КПД электродвигателя в конкретном
режиме работы).
•
1.4.Определение рабочего тока ПЭД при работе на фактическом
режиме (определяется из формулы N = 1,73 * U * I *cos , где N –
фактическая мощность ПЭД).
•
1.5.Определение фактических потерь в электрокабеле
(определяется из формулы N = 1,732  L[1 + (t – 20)] I 2 cos / (F) ).
При работе программы
проводятся следующие этапы
•
1.6.Определение активной мощности, подводимой к скважине
(определяется как сумма фактической мощности ПЭД и потерь
мощности в кабельной линии).
•
1.7.Определение потерь в станции управлении и трансформаторе
(определяется по характеристике трансформатора и станции
управления и мощности, подводимой к скважине).
•
1.8.Определение суммарных затрат мощности для работы данной
скважины (определяется как сумма мощности, подводимой к скважине
и потерь в станции управления и в трансформаторе).
•
1.9.Определение коэффициента энергопотребления, который
является отношением полезной мощности к суммарным затратам
мощности для работы данной скважины.
•
1.10.Определение удельного расхода энергии на добычу единицы
продукции (одного куб.метра жидкости и одной тонны нефти).
Удельный расход энергии определяется отношением суммарных
затрат мощности (в сутки) к дебиту скважины по жидкости и по нефти.
При работе программы
проводятся следующие этапы
Сравнение фактических показателей
производится с расчетными
«нормированными» показателями, которые
определяются следующим образом:
• 2.1.Выбор «эталонного» насоса – для
фактического значения подачи, требуемого
напора, конструкции скважины и условий
эксплуатации подбирается наиболее
эффективный насос (по критерию максимального
КПД и требуемой наработки до отказа).
Принцип подбора оборудования
Рис.1. Пересчет характеристики насоса, работающего в
скважине по факту (сплошные линии – при работе на
воде, пунктирные – при работе на реальной жидкости)
Принцип подбора оборудования
Рис.2. Напорные характеристики насосов,
обеспечивающих заданный дебит
и напор (1 – 6 – номера насосов)
Принцип подбора оборудования
Рис.3. Энергетические характеристики насосов,
обеспечивающих заданный дебит и напор
(максимальный КПД – «эталонный» насос – график № 3)
Принципиальный порядок
работы программы:
• 2.2.Определение мощности выбранного скважинного
насоса (определяется как отношение полезной энергии к КПД
насоса при работе на реальной жидкости в фактической
рабочей точке). КПД и рабочая точка выбранного насоса
определяются с учетом всех изменений подачи, напора,
потребляемой мощности и рабочей части характеристики в
зависимости от условий эксплуатации (температура, давление,
наличие свободного газа, фактическая вязкость, обводненность
и т.д.).
• 2.3.Выбор ПЭД - для подобранного насоса выбирается ПЭД
соответствующего диаметрального габарита, имеющий
наиболее высокий КПД и минимальные рабочие токи в
выбранном режиме работы.
• 2.4.Выбор электрокабеля – для конкретной скважины и
выбранного ПЭД выбирается кабель по критерию
максимального размера токонесущей жилы.
Принципиальный порядок
работы программы:
•
2.6. Определение расчетных потерь в электрокабеле.
•
2.7. Определение нормированной мощности, подводимой к скважине
(определяется как сумма фактической мощности выбранного ПЭД и потерь
мощности в выбранной кабельной линии).
•
2.8. Определение потерь в станции управлении и трансформаторе
(определяется по характеристике трансформатора и станции управления и
нормированной мощности, подводимой к скважине).
•
2.9.Определение суммарных затрат нормированной мощности для работы
данной скважины (определяется как сумма мощности, подводимой к скважине и
потерь в станции управления и в трансформаторе).
•
2.10.Определение коэффициента энергопотребления, который является
отношением полезной мощности к суммарным нормированным затратам
мощности для работы данной скважины.
•
2.11.Определение удельного расхода энергии на добычу единицы
продукции (одного куб.метра жидкости и одной тонны нефти). Удельный
расход энергии определяется отношением суммарных нормированных затрат
мощности (в сутки) к дебиту скважины по жидкости и по нефти.
Обработка исходных данных
•
Исходные данные могут быть представлены в виде файлов
Microsoft Office Excel также есть возможность загрузки исходных
данных для подбора оборудования из внешней базы данных
(например OilInfoSystem, Alfa, Нефтедобыча).
Автоматический расчет энергопотребления и
энергоэффективности по исходным данным
При расчете определяется фактическое энергопотребление и
энергопотребление при использовании «нормированного» оборудования
Предложение по использованию
«нормативного» оборудования
Предложение по «нормативному» оборудованию,
обеспечивающему потенциал энергосбережения на
скважинах, заносится в Итоговый Отчет
Итоговый отчет
Полученные в ходе расчета показатели выводятся в
итоговый отчет и размещаются в столбцах, имеющих
подзаголовок «норма» в соответствующем названии
(например: «Мощность электродвигателя, норма»).
Итоговый отчет
Энергетическая эффективность работы оборудования в
данной скважине определяется:
• разностью фактических и нормированных затрат энергии (в час
и в сутки) на подъем пластовой жидкости;
• разностью и отношением фактического и нормированного
коэффициентов энергопотребления;
• разностью удельных расходов энергии на добычу единицы
продукции при фактическом и нормированном расходовании
энергии.
По желанию оператора кроме общего Итогового Отчета можно
получить различные распечатки: расчет потерь к кабельных
линиях, в колоннах НКТ, в ПЭД и т.д. для любой выборки по
скважинам.
Пример распечатки энергопотерь в колонне
НКТ
Для высокодебитных скважин потери в НКТ могут быть значительны
• Разработанные модель и программа
сравнительного анализа потребления
электроэнергии при эксплуатации
скважинных насосных установок
позволяют определять потенциал
снижения энергопотребления при
эксплуатации скважинных насосных
установок и намечать первоочередные
объекты оптимизации работы системы
«пласт – скважина – насосная установка»
с точки зрения энергоэффективности.